為一250mw機組設計石灰石脫硫裝置

A. 石灰/石灰石干法脫硫設備及工藝

目前,國內循環流化床鍋爐多採用爐內干法脫硫工藝進行SO2排放的治理,使用的脫硫劑多為石灰石。工程實踐表明,石灰石性質對爐內脫硫效率有很大的影響,但在生產經營中電廠往往只控制石灰石中碳酸鈣的含量,而對石灰石的粒徑、反應活性關注較少,特別是忽視石灰石活性。
流化床燃燒床內加鈣脫硫石灰石粒徑的影響
流化床燃燒床內加鈣脫硫的影響因素包括Ca/S比、床溫、料層厚度及流化速度、石灰石性能和石灰石顆粒直徑；在CFB鍋爐工程一定的情況下，石灰石的反應能力決定了需要加入添加的石灰石的數量，其中石灰石的顆粒直徑對床內脫硫反應工況具有重大的甚至決定性的影響。如果顆粒太細，它從床內飛出後不能被氣固分離器捕捉送回，不能充分利用；顆粒太大，CaO和SO2反應後在顆粒表面形成CaSO4，由於CaSO4的分子量比CaO大得多，所以顆粒外表面的緻密的CaSO4層阻止了SO2與顆粒中心區域CaO的進一步反應。因此，循環流化床鍋爐脫硫過程中，對石灰石的顆粒尺寸具有嚴格的要求。一般，進入爐膛的石灰石顆粒直徑應小於1mm，從粒徑分布上講，大多數顆粒的直徑應集中於d50附近區域。
深湘柱磨機「料擠料」的輥壓粉磨原理及中等工作壓力（3-5MPa）使其未經分級的一次性出磨產品中60%以上粒徑小於1mm，用其加工-1mm石灰石脫硫劑，其產能效率和使用的經濟性是遠遠高於其他破碎或粉磨設備的。鄂破、錘破等破碎設備，破碎後的產品粒度太粗；立磨、球磨等粉磨設備，粉磨後的產品粒度太細，通過分級機只能極少部分得到0.1-1mm的區間產品，所以其使用後的產能和經濟效益極其低下，遠遠難以達到CFB鍋爐的爐內脫硫要求。

B. 鍋爐煙氣脫硫設計(浮閥塔)

硫技術
通過對國內外脫硫技術以及國內電力行業引進脫硫工藝試點廠情況的分析研究，目前脫硫方法一般可劃分為燃燒前脫硫、燃燒中脫硫和燃燒後脫硫等3類。
其中燃燒後脫硫，又稱煙氣脫硫（Flue gas desulfurization，簡稱FGD）,在FGD技術中,按脫硫劑的種類劃分,可分為以下五種方法：以CaCO3（石灰石）為基礎的鈣法，以MgO為基礎的鎂法，以Na2SO3為基礎的鈉法，以NH3為基礎的氨法，以有機鹼為基礎的有機鹼法。世界上普遍使用的商業化技術是鈣法，所佔比例在90%以上。按吸收劑及脫硫產物在脫硫過程中的干濕狀態又可將脫硫技術分為濕法、干法和半干（半濕）法。濕法FGD技術是用含有吸收劑的溶液或漿液在濕狀態下脫硫和處理脫硫產物，該法具有脫硫反應速度快、設備簡單、脫硫效率高等優點，但普遍存在腐蝕嚴重、運行維護費用高及易造成二次污染等問題。干法FGD技術的脫硫吸收和產物處理均在干狀態下進行，該法具有無污水廢酸排出、設備腐蝕程度較輕，煙氣在凈化過程中無明顯降溫、凈化後煙溫高、利於煙囪排氣擴散、二次污染少等優點，但存在脫硫效率低，反應速度較慢、設備龐大等問題。半干法FGD技術是指脫硫劑在乾燥狀態下脫硫、在濕狀態下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在濕狀態下脫硫、在干狀態下處理脫硫產物（如噴霧乾燥法）的煙氣脫硫技術。特別是在濕狀態下脫硫、在干狀態下處理脫硫產物的半干法，以其既有濕法脫硫反應速度快、脫硫效率高的優點，又有干法無污水廢酸排出、脫硫後產物易於處理的優勢而受到人們廣泛的關注。按脫硫產物的用途，可分為拋棄法和回收法兩種。
1．1脫硫的幾種工藝
（1）石灰石——石膏法煙氣脫硫工藝
石灰石——石膏法脫硫工藝是世界上應用最廣泛的一種脫硫技術，日本、德國、美國的火力發電廠採用的煙氣脫硫裝置約90%採用此工藝。
它的工作原理是：將石灰石粉加水製成漿液作為吸收劑泵入吸收塔與煙氣充分接觸混合，煙氣中的二氧化硫與漿液中的碳酸鈣以及從塔下部鼓入的空氣進行氧化反應生成硫酸鈣，硫酸鈣達到一定飽和度後，結晶形成二水石膏。經吸收塔排出的石膏漿液經濃縮、脫水，使其含水量小於10%，然後用輸送機送至石膏貯倉堆放，脫硫後的煙氣經過除霧器除去霧滴，再經過換熱器加熱升溫後，由煙囪排入大氣。由於吸收塔內吸收劑漿液通過循環泵反復循環與煙氣接觸，吸收劑利用率很高，鈣硫比較低，脫硫效率可大於95% 。
（2）旋轉噴霧乾燥煙氣脫硫工藝
噴霧乾燥法脫硫工藝以石灰為脫硫吸收劑，石灰經消化並加水製成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位於吸收塔內的霧化裝置，在吸收塔內，被霧化成細小液滴的吸收劑與煙氣混合接觸，與煙氣中的SO2發生化學反應生成CaSO3,煙氣中的SO2被脫除。與此同時，吸收劑帶入的水分迅速被蒸發而乾燥，煙氣溫度隨之降低。脫硫反應產物及未被利用的吸收劑以乾燥的顆粒物形式隨煙氣帶出吸收塔，進入除塵器被收集下來。脫硫後的煙氣經除塵器除塵後排放。為了提高脫硫吸收劑的利用率，一般將部分除塵器收集物加入制漿系統進行循環利用。該工藝有兩種不同的霧化形式可供選擇，一種為旋轉噴霧輪霧化，另一種為氣液兩相流。
噴霧乾燥法脫硫工藝具有技術成熟、工藝流程較為簡單、系統可靠性高等特點，脫硫率可達到85%以上。該工藝在美國及西歐一些國家有一定應用范圍（8%）。脫硫灰渣可用作制磚、築路，但多為拋棄至灰場或回填廢舊礦坑。
（3） 磷銨肥法煙氣脫硫工藝
磷銨肥法煙氣脫硫技術屬於回收法，以其副產品為磷銨而命名。該工藝過程主要由吸附（活性炭脫硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷礦萃取磷酸）、中和（磷銨中和液制備）、吸收（ 磷銨液脫硫制肥）、氧化（亞硫酸銨氧化）、濃縮乾燥（固體肥料制備）等單元組成。它分為兩個系統：
煙氣脫硫系統——煙氣經高效除塵器後使含塵量小於200mg/Nm3，用風機將煙壓升高到7000Pa，先經文氏管噴水降溫調濕，然後進入四塔並列的活性炭脫硫塔組（其中一隻塔周期性切換再生），控制一級脫硫率大於或等於70%，並製得30%左右濃度的硫酸，一級脫硫後的煙氣進入二級脫硫塔用磷銨漿液洗滌脫硫，凈化後的煙氣經分離霧沫後排放。
肥料制備系統——在常規單槽多漿萃取槽中，同一級脫硫製得的稀硫酸分解磷礦粉（P2O5 含量大於26%），過濾後獲得稀磷酸（其濃度大於10%），加氨中和後製得磷氨，作為二級脫硫劑，二級脫硫後的料漿經濃縮乾燥製成磷銨復合肥料。
（4）爐內噴鈣尾部增濕煙氣脫硫工藝
爐內噴鈣加尾部煙氣增濕活化脫硫工藝是在爐內噴鈣脫硫工藝的基礎上在鍋爐尾部增設了增濕段，以提高脫硫效率。該工藝多以石灰石粉為吸收劑，石灰石粉由氣力噴入爐膛850~1150℃溫度區，石灰石受熱分解為氧化鈣和二氧化碳，氧化鈣與煙氣中的二氧化硫反應生成亞硫酸鈣。由於反應在氣固兩相之間進行，受到傳質過程的影響，反應速度較慢，吸收劑利用率較低。在尾部增濕活化反應器內，增濕水以霧狀噴入，與未反應的氧化鈣接觸生成氫氧化鈣進而與煙氣中的二氧化硫反應。當鈣硫比控制在2.0~2.5時，系統脫硫率可達到65~80%。由於增濕水的加入使煙氣溫度下降，一般控制出口煙氣溫度高於露點溫度10~15℃，增濕水由於煙溫加熱被迅速蒸發，未反應的吸收劑、反應產物呈乾燥態隨煙氣排出，被除塵器收集下來。
該脫硫工藝在芬蘭、美國、加拿大、法國等國家得到應用，採用這一脫硫技術的最大單機容量已達30萬千瓦。
（5）煙氣循環流化床脫硫工藝
煙氣循環流化床脫硫工藝由吸收劑制備、吸收塔、脫硫灰再循環、除塵器及控制系統等部分組成。該工藝一般採用干態的消石灰粉作為吸收劑，也可採用其它對二氧化硫有吸收反應能力的乾粉或漿液作為吸收劑。
由鍋爐排出的未經處理的煙氣從吸收塔（即流化床）底部進入。吸收塔底部為一個文丘里裝置，煙氣流經文丘里管後速度加快，並在此與很細的吸收劑粉末互相混合，顆粒之間、氣體與顆粒之間劇烈摩擦，形成流化床，在噴入均勻水霧降低煙溫的條件下，吸收劑與煙氣中的二氧化硫反應生成CaSO3 和CaSO4。脫硫後攜帶大量固體顆粒的煙氣從吸收塔頂部排出，進入再循環除塵器，被分離出來的顆粒經中間灰倉返回吸收塔，由於固體顆粒反復循環達百次之多，故吸收劑利用率較高。
此工藝所產生的副產物呈乾粉狀，其化學成分與噴霧乾燥法脫硫工藝類似，主要由飛灰、CaSO3、CaSO4和未反應完的吸收劑Ca(OH)2等組成，適合作廢礦井回填、道路基礎等。
典型的煙氣循環流化床脫硫工藝，當燃煤含硫量為2%左右，鈣硫比不大於1.3時，脫硫率可達90%以上，排煙溫度約70℃。此工藝在國外目前應用在10~20萬千瓦等級機組。由於其佔地面積少，投資較省，尤其適合於老機組煙氣脫硫。
（6）海水脫硫工藝
海水脫硫工藝是利用海水的鹼度達到脫除煙氣中二氧化硫的一種脫硫方法。在脫硫吸收塔內，大量海水噴淋洗滌進入吸收塔內的燃煤煙氣，煙氣中的二氧化硫被海水吸收而除去，凈化後的煙氣經除霧器除霧、經煙氣換熱器加熱後排放。吸收二氧化硫後的海水與大量未脫硫的海水混合後，經曝氣池曝氣處理，使其中的SO32-被氧化成為穩定的SO42-，並使海水的PH值與COD調整達到排放標准後排放大海。海水脫硫工藝一般適用於靠海邊、擴散條件較好、用海水作為冷卻水、燃用低硫煤的電廠。海水脫硫工藝在挪威比較廣泛用於煉鋁廠、煉油廠等工業爐窯的煙氣脫硫，先後有20多套脫硫裝置投入運行。近幾年，海水脫硫工藝在電廠的應用取得了較快的進展。此種工藝最大問題是煙氣脫硫後可能產生的重金屬沉積和對海洋環境的影響需要長時間的觀察才能得出結論，因此在環境質量比較敏感和環保要求較高的區域需慎重考慮。
（7） 電子束法脫硫工藝
該工藝流程有排煙預除塵、煙氣冷卻、氨的充入、電子束照射和副產品捕集等工序所組成。鍋爐所排出的煙氣，經過除塵器的粗濾處理之後進入冷卻塔，在冷卻塔內噴射冷卻水，將煙氣冷卻到適合於脫硫、脫硝處理的溫度（約70℃）。煙氣的露點通常約為50℃，被噴射呈霧狀的冷卻水在冷卻塔內完全得到蒸發，因此，不產生廢水。通過冷卻塔後的煙氣流進反應器，在反應器進口處將一定的氨水、壓縮空氣和軟水混合噴入，加入氨的量取決於SOx濃度和NOx濃度，經過電子束照射後，SOx和NOx在自由基作用下生成中間生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。然後硫酸和硝酸與共存的氨進行中和反應，生成粉狀微粒（硫酸氨(NH4)2SO4與硝酸氨NH4NO3的混合粉體）。這些粉狀微粒一部分沉澱到反應器底部，通過輸送機排出，其餘被副產品除塵器所分離和捕集，經過造粒處理後被送到副產品倉庫儲藏。凈化後的煙氣經脫硫風機由煙囪向大氣排放。
（8）氨水洗滌法脫硫工藝
該脫硫工藝以氨水為吸收劑，副產硫酸銨化肥。鍋爐排出的煙氣經煙氣換熱器冷卻至90~100℃，進入預洗滌器經洗滌後除去HCI和HF，洗滌後的煙氣經過液滴分離器除去水滴進入前置洗滌器中。在前置洗滌器中，氨水自塔頂噴淋洗滌煙氣，煙氣中的SO2被洗滌吸收除去，經洗滌的煙氣排出後經液滴分離器除去攜帶的水滴，進入脫硫洗滌器。在該洗滌器中煙氣進一步被洗滌，經洗滌塔頂的除霧器除去霧滴，進入脫硫洗滌器。再經煙氣換熱器加熱後經煙囪排放。洗滌工藝中產生的濃度約30%的硫酸銨溶液排出洗滌塔，可以送到化肥廠進一步處理或直接作為液體氮肥出售，也可以把這種溶液進一步濃縮蒸發乾燥加工成顆粒、晶體或塊狀化肥出售。
1。2燃燒前脫硫
燃燒前脫硫就是在煤燃燒前把煤中的硫分脫除掉，燃燒前脫硫技術主要有物理洗選煤法、化學洗選煤法、煤的氣化和液化、水煤漿技術等。洗選煤是採用物理、化學或生物方式對鍋爐使用的原煤進行清洗，將煤中的硫部分除掉，使煤得以凈化並生產出不同質量、規格的產品。微生物脫硫技術從本質上講也是一種化學法，它是把煤粉懸浮在含細菌的氣泡液中，細菌產生的酶能促進硫氧化成硫酸鹽，從而達到脫硫的目的；微生物脫硫技術目前常用的脫硫細菌有：屬硫桿菌的氧化亞鐵硫桿菌、氧化硫桿菌、古細菌、熱硫化葉菌等。煤的氣化，是指用水蒸汽、氧氣或空氣作氧化劑，在高溫下與煤發生化學反應，生成H2、CO、CH4等可燃混合氣體（稱作煤氣）的過程。煤炭液化是將煤轉化為清潔的液體燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一種先進的潔凈煤技術。水煤漿（Coal Water Mixture，簡稱CWM）是將灰份小於10%，硫份小於0.5%、揮發份高的原料煤，研磨成250~300μm的細煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和約1%的添加劑的比例配製而成，水煤漿可以像燃料油一樣運輸、儲存和燃燒，燃燒時水煤漿從噴嘴高速噴出，霧化成50~70μm的霧滴，在預熱到600~700℃的爐膛內迅速蒸發，並拌有微爆，煤中揮發分析出而著火，其著火溫度比干煤粉還低。
燃燒前脫硫技術中物理洗選煤技術已成熟，應用最廣泛、最經濟，但只能脫無機硫；生物、化學法脫硫不僅能脫無機硫，也能脫除有機硫，但生產成本昂貴，距工業應用尚有較大距離；煤的氣化和液化還有待於進一步研究完善；微生物脫硫技術正在開發；水煤漿是一種新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一樣的流動性和穩定性，被稱為液態煤炭產品，市場潛力巨大，目前已具備商業化條件。
煤的燃燒前的脫硫技術盡管還存在著種種問題，但其優點是能同時除去灰分，減輕運輸量，減輕鍋爐的沾污和磨損，減少電廠灰渣處理量，還可回收部分硫資源。
1．3 燃燒中脫硫，又稱爐內脫硫
爐內脫硫是在燃燒過程中，向爐內加入固硫劑如CaCO3等，使煤中硫分轉化成硫酸鹽，隨爐渣排除。其基本原理是：
CaCO3→CaO＋CO2↑
CaO＋SO2→CaSO3
CaSO3＋1／2×O2→CaSO4
（1） LIMB爐內噴鈣技術
早在本世紀60年代末70年代初，爐內噴固硫劑脫硫技術的研究工作已開展，但由於脫硫效率低於10%～30％，既不能與濕法FGD相比，也難以滿足高達90%的脫除率要求。一度被冷落。但在1981年美國國家環保局EPA研究了爐內噴鈣多段燃燒降低氮氧化物的脫硫技術，簡稱LIMB，並取得了一些經驗。Ca／S在2以上時，用石灰石或消石灰作吸收劑，脫硫率分別可達40%和60%。對燃用中、低含硫量的煤的脫硫來說，只要能滿足環保要求，不一定非要求用投資費用很高的煙氣脫硫技術。爐內噴鈣脫硫工藝簡單，投資費用低，特別適用於老廠的改造。
（2） LIFAC煙氣脫硫工藝
LIFAC工藝即在燃煤鍋爐內適當溫度區噴射石灰石粉，並在鍋爐空氣預熱器後增設活化反應器，用以脫除煙氣中的SO2。芬蘭Tampella和IVO公司開發的這種脫硫工藝，於1986年首先投入商業運行。LIFAC工藝的脫硫效率一般為60%～85％。
加拿大最先進的燃煤電廠Shand電站採用LIFAC煙氣脫硫工藝，8個月的運行結果表明，其脫硫工藝性能良好，脫硫率和設備可用率都達到了一些成熟的SO2控制技術相當的水平。我國下關電廠引進LIFAC脫硫工藝，其工藝投資少、佔地面積小、沒有廢水排放，有利於老電廠改造。
1．4 燃燒後脫硫，又稱煙氣脫硫（Flue gas desulfurization，簡稱FGD）
燃煤的煙氣脫硫技術是當前應用最廣、效率最高的脫硫技術。對燃煤電廠而言，在今後一個相當長的時期內，FGD將是控制SO2排放的主要方法。目前國內外火電廠煙氣脫硫技術的主要發展趨勢為：脫硫效率高、裝機容量大、技術水平先進、投資省、佔地少、運行費用低、自動化程度高、可靠性好等。
1．3．1乾式煙氣脫硫工藝
該工藝用於電廠煙氣脫硫始於80年代初，與常規的濕式洗滌工藝相比有以下優點：投資費用較低；脫硫產物呈干態，並和飛灰相混；無需裝設除霧器及再熱器；設備不易腐蝕，不易發生結垢及堵塞。其缺點是：吸收劑的利用率低於濕式煙氣脫硫工藝；用於高硫煤時經濟性差；飛灰與脫硫產物相混可能影響綜合利用；對乾燥過程式控制制要求很高。
（1） 噴霧乾式煙氣脫硫工藝：噴霧乾式煙氣脫硫(簡稱干法FGD)，最先由美國JOY公司和丹麥Niro Atomier公司共同開發的脫硫工藝，70年代中期得到發展，並在電力工業迅速推廣應用。該工藝用霧化的石灰漿液在噴霧乾燥塔中與煙氣接觸，石灰漿液與SO2反應後生成一種乾燥的固體反應物，最後連同飛灰一起被除塵器收集。我國曾在四川省白馬電廠進行了旋轉噴霧干法煙氣脫硫的中間試驗，取得了一些經驗，為在200～300MW機組上採用旋轉噴霧干法煙氣脫硫優化參數的設計提供了依據。
（2） 粉煤灰乾式煙氣脫硫技術：日本從1985年起，研究利用粉煤灰作為脫硫劑的乾式煙氣脫硫技術，到1988年底完成工業實用化試驗，1991年初投運了首台粉煤灰乾式脫硫設備，處理煙氣量644000Nm3／h。其特點：脫硫率高達60%以上，性能穩定，達到了一般濕式法脫硫性能水平；脫硫劑成本低；用水量少，無需排水處理和排煙再加熱，設備總費用比濕式法脫硫低1／4；煤灰脫硫劑可以復用；沒有漿料，維護容易，設備系統簡單可靠。
1．3．2 濕法FGD工藝
世界各國的濕法煙氣脫硫工藝流程、形式和機理大同小異，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸鈉(Na2CO3)等漿液作洗滌劑，在反應塔中對煙氣進行洗滌，從而除去煙氣中的SO2。這種工藝已有50年的歷史，經過不斷地改進和完善後，技術比較成熟，而且具有脫硫效率高(90%～98％)，機組容量大，煤種適應性強，運行費用較低和副產品易回收等優點。據美國環保局(EPA)的統計資料，全美火電廠採用濕式脫硫裝置中，濕式石灰法佔39.6％，石灰石法佔47.4％，兩法共佔87%；雙鹼法佔4.1％，碳酸鈉法佔3.1％。世界各國(如德國、日本等)，在大型火電廠中，90%以上採用濕式石灰／石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝流程。
石灰或石灰石法主要的化學反應機理為：
石灰法：SO2＋CaO＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O
石灰石法：SO2＋CaCO3＋1／2H2O→CaSO3•1／2H2O＋CO2
其主要優點是能廣泛地進行商品化開發，且其吸收劑的資源豐富，成本低廉，廢渣既可拋棄，也可作為商品石膏回收。目前，石灰／石灰石法是世界上應用最多的一種FGD工藝，對高硫煤，脫硫率可在90%以上，對低硫煤，脫硫率可在95%以上。
傳統的石灰／石灰石工藝有其潛在的缺陷，主要表現為設備的積垢、堵塞、腐蝕與磨損。為了解決這些問題，各設備製造廠商採用了各種不同的方法，開發出第二代、第三代石灰／石灰石脫硫工藝系統。
濕法FGD工藝較為成熟的還有：氫氧化鎂法；氫氧化鈉法；美國Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD工藝；氨法等。
在濕法工藝中，煙氣的再熱問題直接影響整個FGD工藝的投資。因為經過濕法工藝脫硫後的煙氣一般溫度較低(45℃），大都在露點以下，若不經過再加熱而直接排入煙囪，則容易形成酸霧，腐蝕煙囪，也不利於煙氣的擴散。所以濕法FGD裝置一般都配有煙氣再熱系統。目前，應用較多的是技術上成熟的再生(回轉)式煙氣熱交換器(GGH)。GGH價格較貴，占整個FGD工藝投資的比例較高。近年來，日本三菱公司開發出一種可省去無泄漏型的GGH，較好地解決了煙氣泄漏問題，但價格仍然較高。前德國SHU公司開發出一種可省去GGH和煙囪的新工藝，它將整個FGD裝置安裝在電廠的冷卻塔內，利用電廠循環水余熱來加熱煙氣，運行情況良好，是一種十分有前途的方法。
1．5等離子體煙氣脫硫技術
等離子體煙氣脫硫技術研究始於70年代，目前世界上已較大規模開展研究的方法有2類：
（1） 電子束輻照法(EB)
電子束輻照含有水蒸氣的煙氣時，會使煙氣中的分子如O2、H2O等處於激發態、離子或裂解，產生強氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。這些自由基對煙氣中的SO2和NO進行氧化，分別變成SO3和NO2或相應的酸。在有氨存在的情況下，生成較穩定的硫銨和硫硝銨固體，它們被除塵器捕集下來而達到脫硫脫硝的目的。
（2） 脈沖電暈法(PPCP)
脈沖電暈放電脫硫脫硝的基本原理和電子束輻照脫硫脫硝的基本原理基本一致，世界上許多國家進行了大量的實驗研究，並且進行了較大規模的中間試驗，但仍然有許多問題有待研究解決。
1．6 海水脫硫
海水通常呈鹼性，自然鹼度大約為1．2～2．5mmol/L，這使得海水具有天然的酸鹼緩沖能力及吸收SO2的能力。國外一些脫硫公司利用海水的這種特性，開發並成功地應用海水洗滌煙氣中的SO2，達到煙氣凈化的目的。
海水脫硫工藝主要由煙氣系統、供排海水系統、海水恢復系統等組成。

C. 脫硫系統石灰法

石灰石（石灰）-石膏濕法脫硫系統的基本原理是以石灰漿液為吸收劑，在吸收塔內對煙氣進行洗滌，達到去除SO2、HCl和HF的目的。反應產物為品質較好的石膏，可拋棄也可回收利用。
石灰石（石灰）-石膏濕法脫硫系統的工藝流程如圖所示。在制漿池內加入石灰和水，配成石灰漿液，用泵送入吸收塔漿液段，再由循環泵送至低壓噴嘴噴淋煙氣，以此循環。除塵後的煙氣從塔底進入吸收塔，在吸收塔內部煙氣與噴淋漿液進行逆向接觸，從而脫除SO2。石灰漿液在吸收SO2後成為含有亞硫酸鈣和亞硫酸氫鈣的混合液，塔內鼓入空氣進行氧化，生成的石膏漿液排出，後經過濾得到固體石膏，上層清夜返回制漿池中。凈煙氣出口採用塔頂直排煙囪，省去了對原煙囪的防腐保護，安裝簡單，成本低廉。
一、石灰石濕法煙氣脫硫的優點

1、效率高。
2、技術成熟，運行可靠性
3、對煤種變化的適應性強。
4、吸收資源豐富，價格便宜。
5、脫硫副產物綜合利用價值高。
6、技術進步快。

二、石灰石濕法煙氣脫硫的缺點

他的優點很多同時他也有著自己的確定佔地面積大，投資建設具有一次性，投入大的特點。相較於其他工藝，石灰石濕法煙氣脫硫工藝設備佔地面積大，投資相對較高。電廠如果沒有預留脫硫場地則很難採用該工藝進行脫硫生產。

D. 石灰/石灰石吸收法煙氣脫硫

我國煙氣脫硫技術與應用

時間：2008-6-16 13:49:00 閱讀： 次
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我國電力部門在七十年代就開始在電廠進行煙氣脫硫的研究工作，先後進行了亞鈉循環法（W-L法）、含碘活性炭吸咐法、石灰石-石膏法等半工業性試驗或現場中間試驗研究工作。進入八十年代以來，電力工業部門開展了一些較大規模的煙氣脫硫研究開發工作。同時，近年來我國也加大了煙氣脫硫技術的引進力度。

1.2.1試驗研究項目

1.2.1.1湖南省會同發電廠亞鈉循環法半工業性試驗（1978~1981）

亞鈉循環法（W-L法）煙氣脫硫工藝是以亞硫酸鈉為吸收劑，在低溫條件下（<60℃）吸收煙氣中SO2，生成亞硫酸氫納，以實現煙氣脫硫。當溶液中的SO2達到一定飽和程度後，加熱至140℃以上，亞硫酸氫鈉分解，產生SO2。由於水的蒸發而使亞硫酸鈉結晶，亞硫酸鈉結晶經溶解後再用作吸收劑。因亞硫酸鈉循環使用，故稱之為「亞鈉循環法」。將分解蒸發出的SO2與水蒸汽混合物，經冷凝、冷卻、過濾和乾燥，除去水份，從而獲得純SO2，以實現SO2回收。

1.2.1.2上海閘北電廠石灰石—石膏法現場中間試驗（1977~1979）

該工藝採用石灰石作為吸收劑，副產物為石膏。系統的主要特點是採用了不同pH值進行兩級吸收，在低pH值下向槽中鼓入空氣，把亞硫酸鈣強制氧化成硫酸鈣。

1.2.1.3湖北松木坪電廠活性炭吸咐脫硫中間試驗（1979~1981）

該工藝是採用含碘0.43%的活性炭吸附煙氣中的SO2，在煙氣中過剩氧和水作用下，可催化氧化成硫酸。通過水分充分洗滌可獲得稀硫酸。

1.2.1.4四川豆壩電廠磷銨肥法煙氣脫硫中間試驗（1985~1990）

磷銨肥法（PAFP法）煙氣脫硫工藝採用二級吸收，第一級採用活性炭吸附，脫除煙氣中部分SO2製得30%的稀硫酸。然後，用此硫酸分解磷灰石，用氨中和磷酸，獲得復合肥料。再用復合肥料脫除活性炭中未能吸收的SO2，最終產物為磷酸氫二銨和硫銨。

1.2.1.5四川白馬電廠旋轉噴霧乾燥脫硫試驗工程（1992~1993）

旋轉噴霧乾燥（LSD法）脫硫工藝是利用噴霧乾燥的原理。吸收劑漿液以霧狀形式噴入吸收塔內，吸收劑在與煙氣中SO2發生化學反應過程中，不斷吸收煙氣中的熱量，使吸收劑中水份蒸發，脫硫產物以干態形式排放。

1.2.1.6貴陽電廠文丘里水膜除塵器脫硫中間試驗（1992~1993）

該工藝是利用現有電廠的水膜除塵器，進行必要的改造，增加脫硫吸收劑制備、噴淋及循環氧化等設施，在同一設備中實施除塵脫硫一體化。

該工藝在文丘里水膜除塵器喉部噴入鈣基吸收劑，脫除煙氣中部分二氧化硫和粉塵後進入循環氧化槽，再泵入捕滴器內進一步脫硫、除塵。新鮮吸收劑定量補入循環槽內，脫硫產物經強制氧化後排入原有除塵灰系統。

1.2.2工業示範工藝

近年來，我國電力工業部門在煙氣脫硫技術引進工作方面加大了力度。對目前世界上電廠鍋爐較廣泛採用的脫硫工藝建造了示範工程，這些脫硫工藝主要有：

1)石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝

2)簡易石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝

3)旋轉噴霧半干法煙氣脫硫工藝（LSD法）

4)海水煙氣脫硫工藝

5)爐內噴鈣加尾部增濕活化工藝（LIFAC法）

6)電子束煙氣脫硫工藝（EBA）

7)循環流化床鍋爐脫硫工藝（鍋爐CFB）

1.2.2.1石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝
石灰石（石灰）—石膏濕法煙氣脫硫工藝主要是採用廉價易得的石灰石或石灰作為脫硫吸收劑，石灰石經破碎磨細成粉狀與水混合攪拌製成吸收漿液。當採用石灰作為吸收劑時，石灰粉經消化處理後加水攪拌製成吸收漿液。在吸收塔內，吸收漿液與煙氣接觸混合，煙氣中的二氧化硫與漿液中的碳酸鈣以及鼓入的氧化空氣進行化學反應被吸收脫除，最終產物為石膏。脫硫後的煙氣依次經過除霧器除去霧滴，加熱器加熱升溫後，由增壓風機經煙囪排放，脫硫渣石膏可以綜合利用。

該工藝的反應機理為：

（1）吸收劑為石灰

吸收：SO2(g)→SO2(l)+H2O→H++HSO3-→H++SO32-

溶解：Ca(OH)2(s)→Ca2++2OH-

CaSO3（s）→Ca2++SO32-

中和：OH-+H+→H2O

OH-+HSO3-→SO32-+H2O

氧化：HSO3-+1/2O2→SO32-+H

E. 脫硫塔設計-漿液循環泵使用

第十一屆全國燃煤二氧化硫氮氧化物污染治理技術「十一五」煙氣脫硫脫氮技術創新與發展交漉會 －３５１? 脫硫吸收塔漿液循環泵的汽蝕周立年 （許繼聯華國際環境工程有限責任公司，北京 １０００８５） 摘要循環泵的汽蝕在濕法脫硫工藝經常出現，但並沒有引起重視。本文從汽蝕原理上分析出循環 泵汽蝕極容易發生，指出了避免汽蝕現象發生的一些措施。 石灰石一石膏法煙氣脫硫工藝中，循環泵的工作效率關繫到吸收塔內漿液噴淋效果，影響到脫硫效率和耗電量。通常對循環泵的腐蝕和磨蝕比較注意，循環泵的汽蝕現象不容易發現而沒有 引起足夠的重視。我們在脫硫作業中發現循環泵葉輪葉片出現一些坑坑點點損壞現象，循環泵電流下降，脫硫效率降低，經過仔細分析認為是汽蝕作用比較大，同時存在的腐蝕、磨蝕現象，也 加重了循環泵葉輪葉片的損壞。為此，我們必須對循環泵的汽蝕作認真的研究，避免或者減輕汽蝕現象的發生。 一、汽蝕機理 汽蝕現象是當水泵內液體流通時水汽化成汽泡，汽泡再凝結成水的過程中，對水泵流通金屬表面的破壞，這種現象稱為汽蝕或空蝕。 在一個標准大氣壓時，水加熱到１００℃會沸騰，產生大量氣泡。當容器內壓力小於一個標准 大氣壓時，降低一定溫度水也會沸騰。例如，當水溫在５０℃時，水面上的壓降到１２．３ ｋＰａ，水 會開始汽化而沸騰，當水面上的壓力升到大於１２．３ ｋＰａ時，水就會停止汽化沸騰。所以水和汽 在溫度一定時，通過變化壓力可以互相轉化。 循環泵的運轉過程中，泵各處的流速和壓力變化巨大，在葉輪進漿處壓力最低。這個地方的漿液溫度為５０℃，當這個地方漿液壓力小於或等於１２．３ ｋＰａ時，漿液就會汽化，形成許多細小 的汽泡，有些汽泡會附著在葉輪葉片和泵殼內壁上，同時溶解在漿液中的ＳＯ：、０：、ＣＩ等腐蝕性 氣體會因為壓力降低而逸出，這些氣體腐蝕性極強。由於吸收塔內漿液加入了大量的氧化空氣， 所以吸收塔內是一個充滿大量空氣汽泡的石膏一石灰石漿液混合液體，在進入循環泵之前，已經充滿了氣體，更加有利於汽化現象發生。 漿液中ＳＯ：、０：、ＣＩ氣體在總壓力（氣體和汽體）等於１０１．３３ ｋＰａ時溶解於ｌＯＯｇ水中的氣體質量為：Ｓ０２：６．４７ 是一種強腐蝕性氣體。 循環泵葉輪邊緣是泵體內壓力最低和最高的切換點，漿液中瞬間形成許多蒸汽和氣體混合的 小氣泡，當小氣泡隨水流到達壓力較高區域時，汽泡急劇凝結而消失，同時，汽泡周圍的漿液以 很高的速度填充汽泡空間。 從汽泡產生到消失，時間極短。估計這段時間，如葉輪葉片進口處漿液的相對速度為３０ｍ／ Ｓ，葉輪葉片汽蝕破壞部位與葉片進口邊的距離為３ｃｍ，汽泡從產生到消失的時間約為０．００１Ｓ。 汽泡在短暫的時間內消失，會產生很強的水錘壓強，局部壓強可達到２００ＭＰａ以上，這樣高的瞬 時沖擊壓強作用在葉輪葉片上足以使表面上微觀裂縫處產生破壞作用。同時，汽泡中的ＳＯ：、 ０：、ＣＩ等腐蝕性氣體，也會藉助汽泡凝結及氣體壓強而產生的熱量，加快葉輪葉片表面的化學 腐蝕破壞作用。所以葉輪葉片表面首先出現坑坑點點的「點蝕」損壞現象。ｇ；０２：０．００３１ ｇ；ＣＩ：０．４５９ ｇ。漿液中ｓ０２、ｃＩ氣體含量大於０２含量， ?３５２? 「十一五」煙氣脫硫脫氮技術創新與發展交流會（２００７） 二、循環泵產生汽蝕的現象 ２．１對循環泵過流部件產生破壞作用汽蝕破壞最嚴重的是葉輪，及葉輪上的葉片部件，葉輪口環間隙處會產生汽蝕破壞現象。 ２．２產生雜訊和振動 汽蝕發生時，會有汽泡的破滅產生的各種頻率的雜訊，如炒豆子的燥裂聲，同時機組會有振 動現象。 ２．３循環泵效率下降 循環泵汽蝕嚴重時，由於漿液中有大量汽泡，實際上改變了漿液的密度，葉片表面充滿了汽 泡，造成脫流，造成泵實際揚送的充滿汽體的漿液，而不是單純的漿液，使循環泵的功率、揚程 和效率均會迅速下降，如圖所示： 三、汽蝕的界限Ｐｎ ３．１、泵汽蝕餘量ＮＰＳＨ， 泵汽蝕餘量Ａｈｒ是由泵本身的特性決定的， 是表示泵本身抗汽蝕性能的參數，與泵本身的設 計、製造和泵的使用轉速有關。泵的汽蝕餘量Ａｈｒ越低，說明泵的抗汽蝕性能越好，反之，泵 的抗汽蝕性能越差。 ３．２、裝置汽蝕餘量ＮＰＳＨ。：圖１Ｑ 裝置汽蝕餘量是由外界的吸入裝置特性決定 汽蝕對特性曲線的影響 的，是表示裝置汽蝕性能的參數，（例如吸收塔漿液循環泵吸人裝置的裝置汽蝕餘量是由塔內液 面高度及管道系統阻力所決定的）。裝置汽蝕餘量越高，泵越不容易汽蝕，反之，泵越容易 汽蝕。 ３．３、泵產生汽蝕的界限： 泵產生汽蝕的界限是泵汽蝕餘量ＮＰＳＨ，等於裝置汽蝕餘量ＮＰＳＨ。。當裝置汽蝕餘量低到等 於泵汽蝕餘量ＮＰＳＨ，時，泵就己經開始汽蝕，換言之，泵的汽蝕餘量高到等於裝置汽蝕餘量時，泵就已開始汽蝕。 四、裝置汽蝕餘量計算為使循環泵不發生汽蝕，裝置汽蝕餘量（ＮＰＳＨ。）必須大於泵的汽蝕餘量（ＮＰＳＨ，），為了 安全還應增加１ｍ的安全餘量即：ＮＰＳＨ。≥ＮＰＳＨ，＋１ ｍ 裝置汽蝕餘量是指泵入口處單位重量液體所具有的高於汽化壓力能頭的能量。影響循環泵裝 置汽蝕餘量的條件有：吸收塔內漿液高度與循環泵入口高度之差，泵人ｌＺｌ管道直徑、長度、形 式、閥門，入口管道內壁光潔度，當地絕對標高，漿液溫度，以及漿液中汽體含量和汽泡大 小等。 泵的汽蝕餘量為循環泵的結構的設計參數所決定，由泵廠商在泵試驗中確定。 裝置汽蝕餘量的計算如下式： ＮＰＳＨ。＝（Ｈ砒ｍ—Ｈ，。。）／１０ｐｐ＋Ｈｓ 式中：Ｈ。——泵安裝地點的環境壓力，ｋＰａ； Ｈ，。。——漿液汽化壓力，ｋＰａ； 第十一屆全國燃煤二氧化硫氮氧化物污染治理技術「十一五」煙氣脫硫脫氮技術創新與發展交流會 『３５３? Ｈｓ——泵入口總水頭，ｍ； ｐｐ——漿液密度，ｔ／ｍ３ 泵入口總水頭計算如下式：Ｈ。＝Ｚｌ～Ｈｎｌ—Ｈｉｉ ｚ。——循環泵實際提升高度（吸收塔內漿液面與循環泵中心線之差），ｍ； Ｈ。．——循環泵進口管段沿程水頭損失，ｍ； Ｈｉｉ——循環泵進口管段局部水頭損失之和，ｍ；Ｈｎｌ＝ｆ×Ｌ／Ｄ×Ｖ２／２９ Ｆ——泵進口管內壁摩擦系數； Ｌ——泵進口管當量長度，ｌＩｌ； Ｄ——泵進口管內徑，ｉｎ； Ｖ——泵進口管漿液流速，ｍ／ｓ； ｇ——重力加速度，ｇ＝９．８１ｍ／ｓ２；Ｈｉｉ＝Ｈ＾一ＨＢ—Ｈｃ—ＨＤ ＨＡ——泵進口管過濾網水頭損失，ｉｎ； Ｈ。——泵進口管蝶閥水頭損失，ｍ； Ｈ。——泵進Ｉ＝Ｉ管收縮段水頭損失，ｍ； Ｈ。——泵進Ｉ＝Ｉ管與吸收塔接頭型式水頭損失，ｍ； 五、泵的汽蝕餘量計算泵的汽蝕餘量的計算如下式：ＮＰＳＨ，＝Ｖ０２／２９＋ｈＷ０２／２９ 由泵的汽蝕餘量計算公式可以看出，減少泵的汽蝕餘量，提高泵的汽蝕性能應該採取以下措施： 降低泵的轉速，採用低轉速泵。 入值採用求導方式取最小值點，加大葉輪進口直徑，符合ＫＯ值在４．５—５．５之間，為高汽蝕餘量泵。 增加葉片進口寬度，從而減小Ｖｏ和Ｗｏ。 增加了蓋板進口部分曲率半徑，採用兩段圓弧設計，從而減低Ｖｏ值。葉片數量最少，排擠系數小。 葉片進口沖角在保證效率的情況，採用正沖角。 葉片進口採用自然流線角度，流體阻力小。 加大平衡孔設計，進出口壓力得到平衡，減小泄流量。 採用能耐酸腐蝕、耐磨蝕、強度高、韌性大的金屬材料。國際和國內通用材料有：Ａ４９（雙 相耐磨白口鐵）或１．４５１７、１．４４６０、１．４５３９、１．４５２９等雙相鋼，也可以採用襯膠方式，均表現 出比較良好的耐腐蝕、耐磨損性能。 六、循環泵汽蝕實例計算某６００ＭＷ機組脫硫吸收塔，循環泵漿液輸送量為９８００ｍ３／ｈ，吸收塔漿液面與泵進１２１之差為９．６ｍ，進口管直徑為１．２ｍ，進１２１管幾何長度為６．２６ｍ，石膏漿液比重１．１５ ｔ／ｍ３，循環泵必需汽 蝕餘量ＮＰＳＨ，＝８．７ ｍ。 ｍ。 根據當地標高，Ｈａｔｍ為９０ ｋＰａ，Ｈｖａｐ為１３ ｋＰａ。ＰＰ為１．１５ ｔ／ｍ３。經過計算，Ｈｓ＝９．７ 「十一五」煙氣脫硫脫氮技術創新與發展交流會（２００７） ＮＰＳＨ。＝（Ｈａｔｍ—Ｈｖａｐ）／１０ｐｐ＋Ｈｓ＝（９０—１３）／１０×１．１５＋９．７＝１５．７ 由於ＮＰＳＨ。＋１＝８．７＋１＝９．７ｍ ｍ 該泵的裝置汽蝕餘量大於泵的汽蝕餘量加ｌ米的數值，滿足汽蝕餘量的要求，不會發生汽蝕現象。 七、循環泵避免汽蝕現象的措施改進循環泵的內部結構和參數。 循環泵進口管道適當加粗，減少彎曲和變徑，改進管道與吸收塔的介面形式。 減少循環泵進口管道長度。 調試及正常生產時，降低吸收塔低液位的使用頻率，保持正常液位操作，保持較高的裝置汽蝕餘量與泵的汽蝕餘量的差值。 吸收塔內氧化空氣管出口盡量設計在較高的位置上，減少漿液中的空氣含量。 在石灰石進入制漿前設篩子或者過濾裝置，提高石灰石的純度，減少石灰石中的ＳｉＯ：及異物，避免進入吸收塔內造成對循環泵葉輪葉片的損壞。 在石膏排放泵出口設過濾器，在往塔內回輸時可以凈化石膏漿液，減少ＳｉＯ：及異物在漿液 中循環，減少對泵的損壞。 脫硫裝置開始運行時嚴格檢查煙道及漿液系統的雜質和異物。 使用質量良好的漿液噴頭，減少破損噴頭對泵的損傷。 八、結論濕法脫硫工程中循環泵極容易形成汽蝕，和循環漿液中充滿大量氧化空氣、漿液溫度較高有 關，同時漿液中有大量腐蝕性氣體，加劇了循環泵葉輪葉片的破壞。在循環泵外部配置設計時應 充分注意，改善各種裝置的外部條件，避免汽蝕的發生。對泵生產廠商要求漿液泵在研製和生產 時，採取專門的防範措施，避免汽蝕、腐蝕、磨蝕對泵的損傷。參考文獻 《選礦設計手冊》冶金工業出版社 《水泵原理、運行維護與泵站管理》化學工業出版社 《鍋爐設計手冊》機械工業出版社 《化學分析手冊》化學工業出版社 脫硫吸收塔漿液循環泵的汽蝕作者： 作者單位： 周立年 許繼聯華國際環境工程有限責任公司,北京,100085 相似文獻(10條) 1.會議論文 王乃華.魯天毅 石灰石/石膏濕法煙氣脫硫金屬漿液循環泵國產化研究及實踐 2006 本文介紹了襄樊五二五泵業有限公司成功開發煙氣脫硫金屬漿液循環泵的有關情況.包括:泵的水力模型、結構、機械密封、材料的研究成果,經工業 性考核和鑒定該泵已達國際先進水平,完全可實現我國火電機組濕法脫硫裝置的各種金屬漿液循環泵的國產化. 2.會議論文 孫克勤.徐海濤.徐延忠 利用自主工藝包實施WFGD核心設備國產化 2004 本文對石灰石-石膏濕法煙氣脫硫關鍵設備吸收塔漿液輸送及分配系統——漿液循環泵及FRP噴林管道進行國產化研究及工程實施的過程進行了介紹 。試驗數據表明,由江蘇蘇源環保工程股份有限公司與連雲港中復連眾復合材料集團公司聯合開發的FRP噴淋管道及與石家莊泵業集團有限公司聯合開發 的大流量漿液循環泵完全滿足600MW等級火電廠濕法煙氣脫硫工程的需要,部分指標已達到或接近世界先進水平,此兩項設備已成功應用於太倉港環保發電 有限公司一二期煙氣脫硫工程中,其成功開發將對推動我國煙氣脫硫技術及裝備的國產化產生深遠的意義。 3.會議論文 龍輝.鍾明慧 影響600MW機組濕法煙氣脫硫廠用電率主要因素分析 2005 針對影響600MW機組濕式石灰石—石膏法脫硫島廠用電率的主要因素,對煤收到基硫分高低、煙氣量大小、採用的不同脫硫設備等對脫硫廠用電率的 影響進行了詳細分析,結論是應根據工程具體煤種情況核算硫系統主要6kV設備(增壓風機、漿液循環泵、磨粉機、真空泵、氧化風機等)的軸功率,在初步 設計(預設計)階段對可能出現的廠用電率計算後,完成濕式石灰石—石膏法脫硫島硫部分廠用變容量的選擇. 4.會議論文 王乃華 石灰石(石灰)/石膏濕法煙氣脫硫裝置用泵及其國產化 2003 為了實現石灰石(石灰)/石膏濕法煙氣脫硫裝置用泵國產化,滿足市場用泵需求,襄樊五二五泵業有限公司根據輸送漿液的腐蝕磨蝕特性,在引進技術 基礎上進行了大量研發工作,並取得了良好的應用業績,實現了煙氣脫硫裝置中吸收塔循環泵、各種渣漿泵、長軸液下泵以及攪拌機等多種設備的國產化. 5.會議論文 朱晨曦.吳志宏 煙氣脫硫漿液循環泵國產化研究 2006 本文介紹了濕法煙氣脫硫裝置(WFGD)脫硫漿液循環泵國產化的研究過程，將成果轉化為產品並應用於實際工位，達到了設計參數要求，同時填補國 內濕法脫硫大型石膏漿液循環泵(合金泵)空白，突破與掌握了脫硫大型漿液循環泵創新技術和關鍵技術。 6.會議論文 黃河 FGD漿液循環泵葉輪葉片斷裂原因分析及防範措施 2008 針對石灰石-石膏濕法脫硫系統漿液循環泵保證壽命期內葉輪葉片斷裂的現象，探討了其斷裂的因素。結合斷樣金相組織分析、斷面能譜成分和掃描 電鏡分析結果，提出了該位置斷裂的原因及防範措施。 7.期刊論文 趙芳.黃魁 煙氣濕法脫硫優化運行討論 -科技信息2009,""(34) 從分析煙氣濕法脫硫系統的運行特性出發,提出合理控制吸收塔內漿液的pH值、石膏漿液的密度和石灰石粉的顆粒度,優化漿液循環泵的運行,加強煙 氣、廢水系統的管理等控制策略.結合脫硫單耗調控、能耗排序優化、入爐煤的合理摻混,並結合系統和設備改造與完善,最終達到優化運行的目的. 8.期刊論文 周祖飛.ZHOU Zu-fei 燃煤電廠煙氣脫硫系統的運行優化 -浙江電力2008,27(5) 介紹了燃煤電廠石灰石-石膏濕法脫硫系統運行優化的研究成果,主要內容有以吸收塔漿液pH值控制為核心的脫硫化學反應工藝的細調,增壓風機和 GGH等設備及系統運行方式的調整優化,以及循環泵的節能組合投運等提高脫硫運行經濟性的措施. 9.會議論文 龍輝.於永志 影響600MW機組濕法煙氣脫硫裝置廠用電率主要因素分析 2006 針對影響600MW機組濕式石灰石-石膏法脫硫島廠用電率的主要因素,對煤收到基硫分高低、煙氣量大小、採用的不同脫硫設備等對脫硫廠用電率的影 響進行了詳細分析,國內現設計的600MW機組採用濕法煙氣脫硫工藝時,設計煤種為高熱值,低硫分(硫分低於0.7％),並且脫硫煙氣系統不設GGH或設GGH時 ,脫硫廠用電率為1.0％～1.1％;當採用低熱值,高水分設計煤種,脫硫廠用電率在1.7％以上.當採用高硫分(硫分高於4％)、中等熱值的煤種時,脫硫廠用 電率最高可達1.98％.應根據工程具體煤種情況核算脫硫系統主要設備(增壓風機、漿液循環泵、磨粉機、真空泵、氧化風機等主要設備)的軸功率,在初 步設計階段核算脫硫部分廠用電率後,完成濕式石灰石-石膏法脫硫島脫硫部分廠用變容量的選擇. 10.學位論文 杜謙 並流有序降膜組脫除煙氣中SO<,2>過程的研究 2004 在當前的濕法煙氣脫硫技術中佔主導地位的是噴霧型石灰石—石膏法煙氣脫硫.噴霧型吸收塔具有許多優點,但也存在一些問題.如因噴霧的要求,循 環泵能耗較大、對噴嘴的要求高;霧滴被氣體包夾,脫水除霧困難,塔內難實現高氣速,且煙氣帶水對尾部設備腐蝕較嚴重等.隨著對脫硫過程的深入了解 ,吸收塔內的化學過程能得到很好的控制,結垢問題基本得到解決.本文針對噴霧型吸收塔存在的問題及塔內結垢問題得到解決的基礎上,提出了新型並流 有序降膜式濕法煙氣脫硫工藝,旨在利用降膜反應器的一系列優點,如塔內降膜能提供充分有效的氣液接觸反應面,是一種高效的氣液反應器;塔內氣、液 膜互不貫通,可防止脫硫後煙氣中攜帶霧滴,可省卻除霧器,簡化系統設備,同時可減輕尾部設備的腐蝕;塔內能實現高氣速,可縮小塔體;塔內氣相壓降小 ,降膜通過布液器採用溢流方式形成,且可實現低液氣比,系統能耗低等特點,從而降低脫硫裝置投資及運行成本;同時本文旨在利用並流有序降膜塔內氣、 液接觸的表面積相對已知,是一種良好的研究脫硫過程機理的反應器的特點,對濕式石灰石-石膏法脫硫過程進行比較准確的研究,以便更深入了解濕法脫 硫過程,為合理設計和運行脫硫設備提供理論依據.本文最後對新型並流有序降膜式濕法煙氣脫硫過程進了數值模擬,並將模擬結果與試驗結果進行了比較 分析.結果表明,模型能較准確地對並流降膜式濕法煙氣脫硫過程進行模擬,能較准確地對系統脫硫率、漿液中剩餘石灰石含量及各離子濃度進行預測.

F. 電廠脫硫工藝流程圖及原理

電廠在進行脫硫脫硝的時候方法是不一樣的，所以其工藝流程也不相同，下面，就具體給大家分享一下。               

脫硫工藝又分為兩種，具體的流程介紹是：

一、雙鹼法脫硫工藝 1） 吸收劑制備與補充； 2） 吸收劑漿液噴淋； 3） 塔內霧滴與煙氣接觸混合； 4） 再生池漿液還原鈉基鹼； 5） 石膏脫水處理。 二、石灰石-石膏法脫硫工藝

二、石灰石-石膏法脫硫工藝 1. 脫硫過程： 

CaCO3+SO2+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O+CO2 Ca(OH)2+SO2→CaSO3·1/2H2O+1/2H2O CaSO3·1/2H2O+SO2+1/2H2O→Ca(HSO3)2 2. 氧化過程： 

2CaSO3·1/2H2O+O2+3H2O→2CaSO4·2H2O

Ca(HSO3)2+O2+2H2O→CaSO4·2H2O+H2SO4

脫銷工藝也分為兩種，具體的流程介紹是：一、SNCR脫硝工藝1.採用NH3作為還原劑時：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O4NH3+2NO+2O2→3N2+6H2O8NH3+6NO2→7N2+12H2O2.採用尿素作為還原劑時：(NH2)2CO→2NH2+CONH2+NO→N2+H2OCO+NO→N2+CO2二、SCR脫硝工藝1.氨法SCR脫硝工藝：

NO+NO2+2NH3—>2N2+3H2O 

4NO+4NH3+O2—>4N2+6H2O 2NO2+4NH3+O2—>3N2+6H2O 2. 尿素法SCR脫硝工藝： NH2CONH2+H2O→2NH3+CO2 4NO+4NH3+O2→3N2+6H2O 6NO+4NH3→5N2+6H2O 

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G. 電廠脫硫石灰石用量計算公式

石灰石用量——二氧化硫去除量——原煙氣二氧化硫量X脫硫效率

根據石灰石消耗量計算公式：

mCaCO₃＝V煙*CSO₂*10-6*η*MCaCO₃/MSO₂/F*St

mCaCO₃＝石灰石消耗量，kg/h

V煙＝煙氣流量，Nm³/h

CSO₂＝原煙氣中SO₂含量，mg/Nm³

η＝脫硫率，

MCaCO₃＝CaCO₃的摩爾量，100kg/kmol

MSO₂＝SO₂的摩爾量，64kg/kmol

F＝石灰石純度，90%

St＝鈣硫比：1.03

mCaCO₃＝1200000×4000×10-6×95%×100/64/90%×1.03＝8.168（t/h）

石灰石與所有的強酸都發生反應，生成鈣鹽和放出二氧化碳，反應速度取決於石灰石所含雜質及它們的晶休大小。雜質含量越高、晶體越大，反應速度越小。

(7)為一250mw機組設計石灰石脫硫裝置擴展閱讀：

在液化過程中，硫分與氫反應生成硫化氫逸出，因此得到高熱值、低硫、低灰分燃料。煙道氣脫硫有干法和濕法之分。前者使用固體粉末或顆粒為吸附劑，如石灰粉吹入法，活性炭法和活性氧化錳法等。

煙氣循環流化床脫硫技術的原理為石灰粉經過石灰干消化器消化後進入兩級串聯旋風筒，其中一級旋風筒中較大顆粒返回消化器中繼續消化，部分極細小消石灰從二級旋風筒上部直接進入吸收塔，消石灰倉中消石灰以干態的形式從倉室以一定的控制速度送入吸收塔。

在塔內與經過預除塵後的煙氣中的SO₂發生反應，脫硫產物與煙氣中的部分飛灰等床料一起隨煙氣至吸收塔頂部，而後部分顆粒迴流，其它隨煙氣進入ESP2。由於塔內部無檢修件，煙氣循環流化床脫硫系統停運時，吸收塔可以直接作為旁路煙道使用。

H. 石灰石脫硫原理

石灰石濕法煙氣脫硫原理

（1）物理吸收的基本原理
氣體吸收可分為物理吸收和化學吸收兩種。如果吸收過程不發生顯著的化學反應，單純是被吸收氣體溶解於液體的過程，稱為物理吸收，如用水吸收SO2。物理吸收的特點是，隨著溫度的升高，被吸氣體的吸收量減少。
物理吸收的程度，取決於氣--液平衡，只要氣相中被吸收的分壓大於液相呈平衡時該氣體分壓時，吸收過程就會進行。由於物理吸收過程的推動力很小，吸收速率較低，因而在工程設計上要求被凈化氣體的氣相分壓大於氣液平衡時該氣體的分壓。物理吸收速率較低，在現代煙氣中很少單獨採用物理吸收法。
（2）化學吸收法的基本原理
若被吸收的氣體組分與吸收液的組分發生化學反應，則稱為化學吸收，例如應用鹼液吸收SO2。應用固體吸收劑與被吸收組分發生化學反應，而將其從煙氣中分離出來的過程，也屬於化學吸收，例如爐內噴鈣（CaO）煙氣脫硫也是化學吸收。
在化學吸收過程中，被吸收氣體與液體相組分發生化學反應，有效的降低了溶液表面上被吸收氣體的分壓。增加了吸收過程的推動力，即提高了吸收效率又降低了被吸收氣體的氣相分壓。因此，化學吸收速率比物理吸收速率大得多。
物理吸收和化學吸收，都受氣相擴散速度（或氣膜阻力）和液相擴散速度（或液膜阻力）的影響，工程上常用加強氣液兩相的擾動來消除氣膜與液膜的阻力。在煙氣脫硫中，瞬間內要連續不斷地凈化大量含低濃度SO2的煙氣，如單獨應用物理吸收，因其凈化效率很低，難以達到SO2的排放標准。因此，煙氣脫硫技術中大量採用化學吸收法。用化學吸收法進行煙氣脫硫，技術上比較成熟，操作經驗比較豐富，實用性強，已成為應用最多、最普遍的煙氣脫硫技術。
（3）化學吸收的過程
化學吸收是由物理吸收過程和化學反應兩個過程組成的。在物理吸收過程中，被吸收的氣體在液相中進行溶解，當氣液達到相平衡時，被吸收氣體 的平衡濃度，是物理吸收過程的極限。被吸收氣體中的活性組分進行化學反應，當化學反應達到平衡時，被吸收氣體的消耗量，是化學吸收過程的極限。這里用Ca(OH)2溶液吸收SO2加以說明。
SO2（氣體）
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SO2（液體）+Ca(OH)2 → CaSO3+H2O
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化學吸收過程中，被吸收氣體的氣液平衡關系，即應服從相平衡關系，又應服從化學平衡關系。
（4）化學吸收過程的速率及過程阻力
化學吸收過程的速率，是由物理吸收的氣液傳質速度和化學反應速度決定的。化學吸收過程的阻力，也是由物理吸收氣液傳質的阻力和化學反應阻力決定的。
在物理吸收的氣液傳質過程中，被吸收氣體氣液兩相的吸收速率，主要取決於氣相中被吸收組分的分壓，和吸收達到平衡時液相中被吸收組分的平衡分壓之差。此外，也和傳質系數有關，被吸收氣體氣液兩相間的傳質阻力，通常取決於通過氣膜和液膜分子擴散的阻力。
煙氣脫硫通常是在連續及瞬間內進行，發生的化學反應是極快反應、快反應和中等速度的反應，如NaOH、Na2CO3、和Ca(OH)2等鹼液吸收SO2。為此，被吸收氣體氣液相間的傳質阻力，遠較該氣體在液相中與鹼液進行反應的阻力大得多。對於極快不可逆反應，吸收過程的阻力，其過程為傳質控制，化學反應的阻力可忽略不計。例如，應用鹼液或氨水吸收SO2時，化學吸收過程為氣膜控制，過程的阻力為氣膜傳質阻力。
液相中發生的化學反應，是快反應和中等速度的反應時，化學吸收過程的阻力應同時考慮傳質阻力和化學反應阻力。
（5）鹼液濃度對傳質速度的影響
研究得出，應用鹼液吸收酸性氣體時，鹼液濃度的高低對化學吸收的傳質速度有很大的影響。當鹼液的濃度較低時，化學傳質的速度較低；當提高鹼液濃度時，傳質速度也隨之增大；當鹼液濃度提高到某一值時，傳質速度達到最大值，此時鹼液的濃度稱為臨界濃度；當鹼液濃度高於臨界濃度時傳質速度並不增大。
為此，在煙氣脫硫的化學吸收過程中，當應用鹼液吸收煙氣中的SO2時，適當提高鹼液的濃度，可以提高對SO2的吸收效率。但是，鹼液的濃度不得高於臨界濃度。超過臨界濃度之後，進一步提高鹼液的濃度，脫硫效率並不能提高。可以得出，在煙氣脫硫中，吸收SO2的鹼液濃度，並非愈高愈好。鹼液的最佳濃度為臨界濃度，此時脫硫效率最高。
（6）主要化學反應
在濕法煙氣脫硫中，SO2和吸收劑的主要化學反應如下
（7）同水的反應
SO2溶於水形成亞硫酸
H2O+SO2 ——→ H2SO3 ——→ H+HSO3 ——→ 2H+ + SO32
←—— ←—— ←——
溫度升高時，反應平衡向左移動。
（8）同鹼反應
SO2及易與鹼性物質發生化學反應，形成亞硫酸鹽。鹼過剩時生成正鹽；SO2過剩時形成酸式鹽。
2MeOH+SO2 —→Me2SO3+H2O
Me2SO3+SO2+H2O —→ 2MeHSO3
Me2SO3+MeOH —→ Me2SO4+H2O
亞硫酸鹽不穩定，可被煙氣中殘留的氧氣氧化成硫酸鹽：
Me2SO3+1/2O2—→MeSO4
（9）同弱酸鹽反應
SO2易同弱酸鹽反應生成亞硫酸，繼之被煙氣中的氧氣氧化成穩定的硫酸鹽。如同石灰石反應：
CaCO3+SO2+1/2H2O —→CaSO3•1/2H2O+CO2↑
2CaSO3•1/2H2O+O2+3H2O —→2CaSO4•2H2O
（10）同氧化劑反應
SO2同氧化劑反應生成SO3
SO2+1/2O2 催化劑 SO3
—————→
在催化劑的作用下，可加速SO2氧化成SO3的反應。在水中，SO2經催化劑作用被迅速氧化成SO3，並生成H2SO4：
SO2+1/2O+H2O 催化劑 H2SO4
—————→
1.6.5 同金屬氧化物的反應
金屬氧化物，如MgO、ZnO、MnO、CuO等，對SO2均有吸收能力，然後再用加熱的方法使吸收劑再生，並得到高濃度的SO2。這里以MgO為例加以說明：
MgO+H2O —→Mg(OH)2
Mg(OH)2+SO2+5H2O —→MgSO3•6H2O
MgSO3•6H2O △ MgSO3+6H2O↑
———→
MgSO3 △ MgO+SO2
———→
吸收劑再生後可循環使用，並可回收SO2，達到高濃度的氣態SO2。經液化後得到液態SO2。
希望我的回答能對您有所幫助

I. 發電廠石灰石法脫硫的成本是多少

發電廠採用濕法石灰石/石膏煙氣脫硫裝臵（以下簡稱FGD），脫除鍋爐燃燒產生的SO2，每台鍋爐額定蒸發量為410t/h，2台爐配1台200MW汽輪機。2號機組（3、4號爐）FGD採用BBP脫硫技術。
1工藝系統及主要設備（2號機組）
FGD布臵在鍋爐除塵器後，工藝系統主要包括：煙氣系統、SO2吸收系統、吸收劑（石灰石漿液制備）系統、石膏脫水系統、工藝水系統、廢水處理系統以及副產品石膏炒制及制板系統。主要設備包括：增壓風機、煙氣擋板門、回轉式換熱器（GGH）、吸收塔、除霧器、噴淋管、氧化風機、循環漿泵、破碎機、濕式球磨機、石灰石旋流器、石膏旋流器、真空皮帶脫水機、石膏炒制及制板設備等。
在引風機出口至煙道上設臵旁路擋板，當FGD裝臵運行時，旁路擋板關閉，進、出口擋板打開。煙氣由增壓風機引入FGD系統經煙氣換熱器（GGH）降溫後進入吸收塔，從吸收塔出來的凈煙氣再進入GGH升溫後經煙囪排入大氣。當FGD停運時，旁路擋板打開，進、出口擋板關閉，煙氣直接從煙囪排入大氣。

2FGD運行費用分析
FGD運行費用主要包括：石灰石、工藝水、廢水處理葯劑以及轉動設備電耗。其中電能消耗是FGD運行中最主要消耗，約占總消耗費用的60%～70%。脫硫副產品石膏在建築業、建材業中有著廣泛的應用，石膏及石膏板的銷售收入可有效的降低一部分運行成本。下面就熱電分公司2號FGD運行費用進行簡要分析，2002年主要運行指標見表1。

從表1可看出：
（1）2002年2號FGD運行6943h，投運率達97.18%，脫硫效率98.2%，耗電率1.005%。
（2）石灰石消耗8569t，按74.6元/t計算，年費用63.9萬元。
（3）耗水量按設計36t/h計算，年耗水25萬t，按0.87元/t計算，水費21.75萬元。
（4）耗電量1.2174×107kW·h，按0.278元/(kW·h)計算，電費為338.4萬元。
（5）年處理廢水量9597.2t，根據年消耗葯劑量計算，處理1t廢水費用在8元左右，年處理廢水葯劑費用近10萬元。
（6）二水石膏年產量15052t，其中炒製成半水石膏2729t，銷售二水石膏（15052-2729）=12323t，以63元/t計算，銷售可收入77.63萬元。
（7）石膏板生產量59265.6m2，扣除2%損耗，按27元/m2計算，石膏板銷售可收入156.8萬元。
綜上所述，2號FGD實際年運行總費用為：
運行費用=消耗費用（石灰石+水+電+葯劑）-銷售收入（二水石膏+石膏板）=（63.9+21.75+338.4+10）-（77.63+156.8）=434.05-234.43=196.62萬元。

J. 石灰石脫硫原理是什麼

1．石灰石/石膏濕法脫硫工藝過程簡介
含硫燃料燃燒所產生的煙氣中的二氧化硫是對環境及人類有害的物質，因此在煙氣排放之前必須採取措施使其中二氧化硫含量降低至允許排放濃度以下。在現有的脫硫方法中，石灰石/石膏濕法脫硫工藝則通過煙氣大面積地與含石灰石的吸收液接觸，使煙氣中的二氧化硫溶解於水並與吸收劑及氧氣反應生成石膏，從而降低二氧化硫的濃度。該工藝過程布置簡單，主要如下：
（1）混合和加入新鮮的吸收液；
（2）吸收煙氣中的二氧化硫並反應生成亞硫酸鈣；
（3）氧化亞硫酸鈣生成石膏；
（4）從吸收液中分離石膏。
其中典型工藝流程圖見圖1—1。
新鮮的吸收劑是由石灰石（CaCO3）加適量的水溶解制備而成，根據pH值和SO2負荷配定的吸收劑直接加入吸收塔。
該工藝過程中的核心工藝單元裝置為吸收塔，在吸收塔的噴淋區，含石灰石的吸收液自上而下噴灑，而含有二氧化硫的煙氣則逆流而上，氣液接觸過程中，發生如下反應：
CaCO3+2
SO2+H2O
Ca(HSO3)2+CO2
在吸收塔的漿池區，通過鼓入空氣，使亞硫酸氫鈣在吸收塔氧化生成石膏，反應如下：
Ca(HSO3)2+O2+
CaCO3+3
H2O
2CaSO4.2H2O+CO2
因此，在吸收塔漿池的漿液中，既含有石灰石，又含有大量的石膏。一定量的石膏晶體被連續地從漿池中抽出，剩餘漿液繼續送入噴淋層，通過循環吸收使加入的吸收劑被充分利用，同時也確保石膏晶體的增長。石膏晶體增長良好是保證產品石膏處理簡單的先決條件。
從吸收塔漿池中抽出的漿液送到石膏處理站。該漿液的的組分和吸收塔漿池中懸浮液相同，但是為了使其與懸浮液區別開，稱為石膏漿液。石膏漿液先通過一級脫水單元處理，處理後的稀漿液部分作為廢水排放，濃縮漿液則送入二級脫水單元進一步處理，產生含水率小於10%（重量比）的成品石膏作為副產品最終排出。
除SO2外，
HCl以很高的效率從煙氣中去除。除氯化物外，一系列的不溶性組分，例如氧化鐵，氧化鋁和硅酸鹽等隨廢水排放，以防止那些不需要的雜質在吸收塔中的濃度過高。